RU2238400C1 - System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping - Google Patents
System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping Download PDFInfo
- Publication number
- RU2238400C1 RU2238400C1 RU2003103260/03A RU2003103260A RU2238400C1 RU 2238400 C1 RU2238400 C1 RU 2238400C1 RU 2003103260/03 A RU2003103260/03 A RU 2003103260/03A RU 2003103260 A RU2003103260 A RU 2003103260A RU 2238400 C1 RU2238400 C1 RU 2238400C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- gas
- pump
- liquid
- liquid mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для непрерывного восстановления коллекторских свойств призабойных зон добывающих скважин, в том числе после глушения, и последующей добычи нефти насосным способом.The invention relates to the oil industry and can be used to continuously restore the reservoir properties of the bottom-hole zones of producing wells, including after killing, and subsequent oil production by pumping.
Известен способ /1/, предназначенный для освоения нефтяных скважин, заключающийся в том, что в насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивается смесь газа с жидкостью (обычно с водой или нефтью). Для этих целей необходим передвижной компрессор и насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкость для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. Смесь газа с жидкостью закачивается через НКТ в межтрубное пространство, через которое выбрасывается на дневную поверхность. На пласт создается депрессия, жидкость в пласте разгазируется, пласт очищается.The known method / 1 /, intended for the development of oil wells, which consists in the fact that a mixture of gas with liquid (usually water or oil) is pumped into tubing (tubing). For these purposes, a mobile compressor and a pump unit are required, which creates at least the same pressure as the compressor, a liquid tank and a mixer for dispersing gas in the pumped liquid. A mixture of gas and liquid is pumped through the tubing into the annulus, through which it is ejected onto the day surface. Depression is created on the reservoir, the fluid in the reservoir is degassed, the reservoir is cleaned.
Недостатком способа является то, что по мере увеличения глубины, на которую нужно закачать смесь, необходимо увеличивать давление на выходе компрессора и насоса, иначе смесь не пойдет к нижнему торцевому отверстию НКТ. Так, для скважины глубиной 2000 м, заполненной водой, компрессор должен давать давление не ниже 20 МПа (200 кгс/см2). Технически это сложно, энергоемко и опасно. Кроме того, когда процесс стал стационарным, эффект депрессии на пласт стабилизировался и те частицы, которые застряли или образовали пробки в каналах пласта, цементного кольца или в перфорационных отверстиях обсадной колонны, уже не будут оттуда удалены. При прямой (газожидкостная смесь подается в насосно-компрессорные трубы) циркуляции газожидкостной смеси скорость проходящего потока по межтрубному пространству значительно меньше скорости движения жидкости по насосно-компрессорным трубам, что значительно ухудшает вынос кольматирующего материала на поверхность.The disadvantage of this method is that as the depth to which it is necessary to pump the mixture increases, it is necessary to increase the pressure at the outlet of the compressor and pump, otherwise the mixture will not go to the lower end hole of the tubing. So, for a well 2000 m deep filled with water, the compressor should give a pressure of at least 20 MPa (200 kgf / cm 2 ). Technically, it’s difficult, energy intensive and dangerous. In addition, when the process became stationary, the effect of depression on the formation stabilized and those particles that stuck or formed plugs in the channels of the formation, cement ring or in the perforation holes of the casing will not be removed from there. In direct (gas-liquid mixture is supplied to the tubing) circulation of the gas-liquid mixture, the speed of the passing stream through the annulus is much lower than the velocity of the liquid along the tubing, which significantly worsens the removal of the clogging material to the surface.
Способ /2/ включает циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в колонну насосно-компрессорных труб на глубину, обеспечиваемую возможностями компрессора, продавливание их вниз жидкостью давлением насоса, превышающим давление компрессора, и последующее снижение давления в призабойной зоне пласта.Method / 2 / includes cyclic compressor injection of air plugs into the tubing string to a depth provided by compressor capabilities, forcing them down with liquid by pump pressure exceeding compressor pressure, and subsequent pressure reduction in the bottomhole formation zone.
Снижение давления в призабойной зоне пласта осуществляют путем выталкивания воздушных пробок из колонны насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство, а циклическое нагнетание компрессором воздушных пробок в колонну насосно-компрессорных труб повторяют до прекращения выноса шлама из межтрубного пространства на дневную поверхность.The pressure in the bottom-hole zone of the formation is reduced by pushing the air plugs from the tubing string into the annulus, and the compressor cycling the air plugs into the tubing string is repeated until the sludge is removed from the annulus to the surface.
Недостатком способа является то, что при проталкивании воздушных пробок к забою скважины вызывается довольно сильная репрессия на призабойную зону пласта, что может способствовать упрочнению кольматирующего материала, находящегося в перфорационных каналах и пористой среде, за счет перепада возникающего давления, что в дальнейшем существенно затруднит его вынос на поверхность.The disadvantage of this method is that when pushing the air plugs to the bottom of the well, a fairly strong repression is caused to the bottomhole formation zone, which can contribute to the strengthening of the clogging material located in the perforation channels and the porous medium due to the pressure drop that will make it difficult to remove it to the surface.
Другим отрицательньм фактором, влияющим на эффективность процесса, является возможность слияния воздушных пробок в полости насосно-компрессорных труб за счет контакта жидкой фазы с поверхностью труб и проскальзывания воздушных пробок под действием силы Архимеда.Another negative factor affecting the efficiency of the process is the possibility of merging air plugs in the cavity of the tubing due to the contact of the liquid phase with the surface of the pipes and slipping of the air plugs under the action of the Archimedes force.
К тому же ухудшаются условия выноса кольматирующего материала, т.к. рабочий агент закачивается в НКТ, а обратный поток с кольматирующим материалом движется к поверхности по межтрубному пространству, где скорость движения потока значительно меньше скорости потока в НКТ.In addition, the conditions for the removal of clogging material are deteriorating, because the working agent is pumped into the tubing, and the return flow with the clogging material moves to the surface along the annulus, where the flow velocity is much lower than the flow velocity in the tubing.
Наиболее близкими к предлагаемым техническим решениям являются система оборудования и способ восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, по патенту /3/, которые обеспечивают длительные управляемые депрессии на призабойную зону пласта (ПЗП).Closest to the proposed technical solutions are the equipment system and the method for restoring well productivity, including after killing, according to the patent / 3 /, which provide long-term controlled depressions on the bottom-hole formation zone (BHP).
Система оборудования по прототипу включает НКТ, специальную устьевую арматуру, насосный агрегат, установку нагнетания газа, устьевое устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси, желобную емкость, а также успокоитель (пеногаситель) и забойный диспергатор для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси. Специальная устьевая арматура устанавливается и используется бригадой капитального ремонта скважин (КРС) для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ).The prototype equipment system includes tubing, special wellhead fittings, a pumping unit, a gas injection unit, a wellhead device for producing a finely dispersed gas-liquid mixture, a chute container, as well as a damping agent (antifoam) and a downhole dispersant for producing a finely dispersed gas-liquid mixture. Special wellhead fittings are installed and used by the well workover team (KRS) for conducting geological and technical measures (geological and technical measures).
Способ восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, по прототипу включает возбуждение циркуляции жидкости в скважине через межтрубное пространство и НКТ подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство скважины, подачу газа в поток жидкости с помощью установки нагнетания газа через устьевое и забойное устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием мелкодисперсной газожидкостной смесью и вынос на поверхность (в желобную емкость) жидкости глушения и продукции скважины (кольматирующего материала и нефти) через НКТ. Осуществляют поэтапное увеличение содержания газа в мелкодисперсной газожидкостной смеси.The method for restoring well productivity, including after killing, according to the prototype, involves stimulating fluid circulation in the well through the annulus and tubing by pumping it into the annulus of the well, supplying gas to the fluid stream using a gas injection unit through the wellhead and bottomhole device to obtain finely dispersed gas-liquid mixture, a decrease in the bottomhole pressure by exposure to a finely dispersed gas-liquid mixture and the removal of liquid to the surface (into the trough) ti jamming and well production (material bridging and oil) through the tubing. Carry out a phased increase in the gas content in the finely dispersed gas-liquid mixture.
Недостатками известных системы и способа является прежде всего то, что после очистки ПЗП и вызова притока продукции скважины для пуска последней в работу необходимо для извлечения глубинного диспергатора и НКТ и соответственно спуска глубинного насоса и НКТ, произвести повторное глушение скважины, что является нежелательным, но неизбежным.The disadvantages of the known system and method is, first of all, that after cleaning the PPP and causing the well to flow into production, it is necessary to extract the deep dispersant and tubing and, accordingly, lower the deep pump and tubing, to re-shut the well, which is undesirable but unavoidable .
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании такой системы оборудования и такого способа восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, которые без дополнительного глушения и спускоподъемных оперций позволили бы ввести скважину в эксплуатацию практически в процессе восстановления ее продуктивности. Работающий глубинный насос способствует увеличению и поддержанию необходимого значения депрессии.The problem to be solved and the expected technical result are to create such a system of equipment and such a method of restoring well productivity, including after killing, which without additional jamming and tripping operations would allow putting the well into operation practically in the process of restoring its productivity. A working deep pump helps to increase and maintain the required depression value.
Поставленная задача решается тем, что предлагаемая система восстановления продуктивности скважины, в том числе после глушения, включающая спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы (НКТ), устьевую арматуру с выкидной линией, наземное оборудование для создания управляемых депрессий в виде насосного агрегата, установки нагнетания газа, устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси и желобной емкости, обеспечивающих возбуждение циркуляции жидкости в скважине через межтрубное пространство, НКТ и желобную емкость и подачу газа в поток жидкости, содержит дополнительно спущенный на НКТ глубинный насос с функцией забойного устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси в процессе работы и коллектор, устьевая арматура выполнена стандартной с возможностью обеспечения переключения скважины с помощью задвижек на работу в коллектор через линию обвязки выкидной линии устьевой арматуры с осуществлением постоянного долива жидкости в желобную емкость, а также отключения и демонтирования наземного оборудования для создания управляемых депрессий при достижении желаемой интенсивности притока.The problem is solved in that the proposed system for restoring well productivity, including after killing, includes tubing pipes lowered into the well, wellhead fittings with a discharge line, ground equipment for creating controlled depressions in the form of a pump unit, gas injection unit , devices for producing a finely dispersed gas-liquid mixture and groove capacity, providing excitation of fluid circulation in the well through the annulus, tubing and groove capacity, and the gas supply to the fluid stream, additionally contains a downhole pump with the function of a downhole device for producing a finely dispersed gas-liquid mixture during operation and a wellhead, wellhead fittings are made standard with the possibility of switching the well through valves to work into the collector through the wellhead flow line binding line valves with the constant filling of liquid into the gutter, as well as shutting down and dismounting ground equipment to create controlled res in achieving the desired intensity of the influx.
В качестве глубинного насоса установлен электроцентробежный насос или штанговый глубинный насос.An electric centrifugal pump or sucker rod pump is installed as a depth pump.
Поставленная задача решается также тем, что в предлагаемом способе восстановления продуктивности скважины и добычи нефти насосным способом, в том числе после глушения, включающем возбуждение циркуляции жидкости в скважине через межтрубное пространство и НКТ подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство скважины, подачу газа в поток жидкости с помощью установки нагнетания газа через устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием мелкодисперсной газожидкостной смесью и вынос на поверхность жидкости глушения и продукции скважины в желобную емкость, в момент подачи газа в поток жидкости включают глубинный насос и циркуляцию жидкости в скважине осуществляют дополнительно через работающий глубинный насос и после выноса на поверхность жидкости глушения и продукции скважины в желобную емкость, манипулируя задвижками стандартной устьевой арматуры, переключают скважину на работу в коллектор через обвязку выкидной линии стандартной устьевой арматуры с коллектором.The problem is also solved by the fact that in the proposed method for restoring well productivity and oil production by the pump method, including after killing, which involves stimulating the circulation of fluid in the well through the annulus and tubing by pumping it into the annulus of the well, supplying gas to the fluid stream using a gas injection unit through a device for producing a finely dispersed gas-liquid mixture, decreasing the bottomhole pressure by exposure to a finely dispersed gas-liquid mixture and removal of killing and well production to the gutter to the surface of the fluid, at the moment of gas supply to the fluid flow, the deep pump is switched on and the fluid is circulated in the well through an operating deep pump and after the killing and well production are brought to the surface of the fluid, By manipulating the valves of the standard wellhead valves, switch the well to work in the reservoir through the piping of the flow line of the standard wellhead valves with the collector.
На чертеже представлена заявляемая система, где:The drawing shows the inventive system, where:
1 - НКТ,1 - tubing,
2 - стандартная устьевая арматура,2 - standard wellhead
3 - насосный агрегат,3 - pump unit,
4 - установка нагнетания газа,4 - installation of gas injection,
5 - устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси,5 - a device for producing a finely dispersed gas-liquid mixture,
6 - желобная емкость,6 - gutter capacity,
7 - глубинный насос,7 - deep pump
8 - обвязка выкидной линии стандартной устьевой арматуры с коллектором,8 - strapping flow lines of standard wellhead valves with a collector,
9 - задвижки стандартной устьевой арматуры,9 - valves of standard wellhead valves,
10 - межтрубное пространство.10 - annular space.
Предлагаемая система работает следующим образом, осуществляя последовательность операции по заявляемому способу.The proposed system works as follows, carrying out the sequence of operations according to the claimed method.
1. После спуска глубинного насоса 7 на НКТ 1 на запланированную глубину обвязывают стандартную устьевую арматуру согласно чертежу.1. After the descent of the deep pump 7 on the tubing 1 to the planned depth, a standard wellhead reinforcement is tied up according to the drawing.
2. Путем включения в работу насосного агрегата 3 возбуждают циркуляцию жидкости в скважине через межтрубное пространство 10, глубинный насос 7, НКТ 1 и желобную емкость 6.2. By turning on the operation of the pumping unit 3, the circulation of fluid in the well is excited through the annulus 10, the deep pump 7, tubing 1 and the chute 6.
3. После получения устойчивой циркуляции жидкости подают газ в поток жидкости с помощью установки нагнетания газа 4 через устройство для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси 5.3. After obtaining a stable circulation of the liquid, gas is supplied to the liquid stream using the gas injection unit 4 through the device for producing a finely dispersed gas-liquid mixture 5.
4. Одновременно с подачей газа по п.3 включают в работу глубинный насос 7.4. Simultaneously with the gas supply according to claim 3, the depth pump 7 is activated.
5. За счет уменьшения значения забойного давления воздействием мелкодисперсной, газожидкостной смесью и работой глубинного насоса 7 обеспечивается вынос на поверхность жидкости глушения и продукции скважины в желобную емкость 6. После появления в желобной емкости 6 нефти переключают скважину с помощью задвижек 9 стандартной устьевой арматуры на работу в коллектор через линию обвязки 8 выкидной линии стандартной устьевой арматуры 2 с коллектором. При этом осуществляют постоянный долив жидкости в желобную емкость 6.5. By reducing the bottom-hole pressure by the action of a finely dispersed, gas-liquid mixture and the operation of the deep pump 7, the killing and production of the well are brought to the surface of the liquid in the trough 6. After the appearance of oil in the trough 6, the well is switched by means of valves 9 of the standard wellhead valves to the collector through the strapping line 8 of the flow line of a standard wellhead valve 2 with a collector. When this is carried out by constant topping up of the liquid in the trough 6.
6. Через фиксированные промежутки времени (например, 30 мин) для визуального контроля интенсивности притока кратковременно с помощью задвижек 9 стандартной устьевой арматуры переключают поток жидкости с продукцией скважины в желобную емкости 6. При достижении желаемой интенсивности притока наземное оборудование 3, 4, 5, 6 для создания управляемых депрессий отключают и демонтируют, а скважину оставляют работать в коллектор.6. At fixed intervals of time (for example, 30 minutes) for visual inspection of the flow rate, using the valves 9 of the standard wellhead fittings, briefly switch the fluid flow with the production of the well into the trough 6. When the desired flow rate is achieved, ground equipment 3, 4, 5, 6 to create controlled depressions, they disconnect and dismantle, and the well is left to work in the reservoir.
Заявляемые система оборудования и способ восстановления продуктивности скважины, по мнению авторов, соответствуют критериям “новизна” и “изобретательский уровень”, так как заявляемая совокупность признаков обеспечивает новый эффект, а именно возможность освобождения ПЗП от кольматирующего материала и жидкости глушения и совмещения процесса восстановления с процессом добычи, без дополнительных временных и материальных затрат на спуско-подъемные операции, с гарантией отсутствия открытых выбросов.The inventive equipment system and method for restoring well productivity, according to the authors, meet the criteria of “novelty” and “inventive step”, since the claimed combination of features provides a new effect, namely the possibility of releasing the PPP from clogging material and jamming fluid and combining the recovery process with the process production, without additional time and material costs for tripping, with a guarantee of the absence of open emissions.
В заявляемой совокупности признаков работающий глубинный насос выполняет не только функцию подъема продукции скважины на поверхность, но и является гарантом стабильности процесса восстановления продуктивности методом длительных управляемых депрессий, а также отчасти берет на себя функции забойного устройства для получения мелкодисперсной газожидкостной смеси.In the claimed combination of features, a working submersible pump performs not only the function of raising the well’s production to the surface, but also guarantees the stability of the process of restoring productivity by the method of long-term controlled depressions, and also partly assumes the functions of a downhole device for producing a finely dispersed gas-liquid mixture.
Пример конкретного осуществленияCase Study
После глушения добывающей скважины и замены вышедшего из строя глубинного насоса (ЭЦН) было проведено опробование нового насоса на подачу скважинной жидкости. Замеры показали, что дебит по нефти скважины снизился относительно планового и составляет 24 м3/сут при динамическом уровне 765 м и глубине спуска насоса 1025 м.After killing the production well and replacing the failed downhole pump (ESP), a new pump was tested to supply the well fluid. The measurements showed that the oil production rate of the well decreased relative to the planned one and amounted to 24 m 3 / day at a dynamic level of 765 m and a pumping depth of 1025 m.
Было принято решение провести работы по восстановлению продуктивности скважины предлагаемым способом.It was decided to carry out work to restore well productivity by the proposed method.
В процессе проведения обработки предлагаемым способом с применением предлагаемой системы оборудования скважина изменяла свой дебит в следующей последовательности:In the process of processing the proposed method using the proposed equipment system, the well changed its flow rate in the following sequence:
через 1 час обработки - дебит по нефти составлял 28 м3/cут,after 1 hour of processing - oil flow rate was 28 m 3 / sut,
через 2 часа - 37 м3/сут;after 2 hours - 37 m 3 / day;
через 3 часа - 50 м3/сут;after 3 hours - 50 m 3 / day;
через 4 часа - 54 м3/сут, что соответствует превышению планового дебита на 10 м3/сут.after 4 hours - 54 m 3 / day, which corresponds to the excess of the planned flow rate by 10 m 3 / day.
Работы по восстановлению продуктивности скважины были прекращены и скважину оставили в режиме эксплуатации.Work to restore well productivity was discontinued and the well was left in operation.
Замеры, проведенные через 7 дней, дали следующий результат: дебит по нефти составлял 48 м3/сут при динамическом уровне 315 м, что соответствует плановому.Measurements taken after 7 days gave the following result: oil production rate was 48 m 3 / day at a dynamic level of 315 m, which corresponds to the planned one.
Проведение работ по предлагаемому нами способу эффективнее и экономичнее прототипа, так как наряду с кольматирующим материалом, из ПЗП наиболее полно извлекается жидкость глушения, и эксплуатация скважины начинается в процессе самого восстановления продуктивности скважины; процесс не требует дорогостоящих специальных скважинных устройств и позволяет исключить участие в процессе бригад КРС.Carrying out the work according to our proposed method is more efficient and more economical than the prototype, since along with the clogging material, the killing fluid is most fully extracted from the PZP, and the operation of the well begins in the process of restoring the well productivity; the process does not require expensive special downhole devices and eliminates the participation of cattle teams in the process.
Источники информацииSources of information
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра. 1983, с.117.1. Schurov V.I. Technology and equipment for oil production. M .: Subsoil. 1983, p. 117.
2. Патент РФ №2085720, Е 21 В 43/25, БИ №35, 1997 г.2. RF patent No. 2085720, E 21 B 43/25, BI No. 35, 1997
3. Патент РФ №2197609, Е 21 В 43/25, БИ №3, 2003 г.3. RF patent No. 2197609, E 21 B 43/25, BI No. 3, 2003
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003103260/03A RU2238400C1 (en) | 2003-02-03 | 2003-02-03 | System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003103260/03A RU2238400C1 (en) | 2003-02-03 | 2003-02-03 | System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003103260A RU2003103260A (en) | 2004-08-10 |
| RU2238400C1 true RU2238400C1 (en) | 2004-10-20 |
Family
ID=33537570
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003103260/03A RU2238400C1 (en) | 2003-02-03 | 2003-02-03 | System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2238400C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471966C1 (en) * | 2011-06-24 | 2013-01-10 | Олег Сергеевич Николаев | Well cleaning and operation device |
| RU2524578C1 (en) * | 2013-04-09 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well preoperational cleanup device |
| RU2531149C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well preoperational clean-up device |
-
2003
- 2003-02-03 RU RU2003103260/03A patent/RU2238400C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471966C1 (en) * | 2011-06-24 | 2013-01-10 | Олег Сергеевич Николаев | Well cleaning and operation device |
| RU2524578C1 (en) * | 2013-04-09 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well preoperational cleanup device |
| RU2531149C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well preoperational clean-up device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6039116A (en) | Oil and gas production with periodic gas injection | |
| EP1532347B1 (en) | Closed loop multiphase underbalanced drilling process | |
| US6672392B2 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| EP1440221B1 (en) | Combination well kick off and gas lift booster unit | |
| CN110424912B (en) | Method for replacing filling layer without changing pipe column, flowback service device and well completion structure | |
| MXPA05007415A (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex. | |
| RU2078200C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2389869C1 (en) | Method of preparing and supplying heterogeneous mixtures to formation, and plant for method's implementation | |
| US6053249A (en) | Method and apparatus for injecting gas into a subterranean formation | |
| RU2201535C2 (en) | Plant to pump two-phase gas and fluid mixture out of well | |
| RU2238400C1 (en) | System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping | |
| RU2114284C1 (en) | Method and device for removing liquid from gas-condensate well | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU165135U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
| RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
| RU2679779C1 (en) | Method of cleaning the filtration zone of a horizontal well with abnormally low last pressure | |
| RU2197609C2 (en) | Method of operation of liquid-propellant rocket engine with turbopump delivery of cryogenic propellant on basis of fuel and oxygen oxidizer and liquid-propellant rocket engine for implementing said method | |
| RU2680158C1 (en) | Method of formation geomechanical impact | |
| US1896110A (en) | Method of making wells | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
| RU2014119062A (en) | METHOD FOR PRODUCING A SINGLE-PLASTED BOREHOLINE AND A PUMP-EJECTOR INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2601879C1 (en) | Method of cleaning bottom-hole formation zone of injection wells after hydraulic fracturing | |
| RU2235868C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2821934C1 (en) | Water intake well operation method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080204 |